1、#1機組調試中出現的問題匯總除氧器振動分析一、 吹管期間除氧器的運行工況十月二日21：40除氧器上水至2200mm,投入除氧器加熱，輔助蒸汽壓力0.35MPa，溫度212。在整個吹管期間除氧器水位、溫度變化幅度大，運行工況不穩定，在除氧器投入運行期間記錄了除氧器溫度、壓力、和加熱門的開度，輔助蒸汽的參數，因輔汽至除氧器加熱沒有流量表計無法統計。時間輔汽壓力MPa輔汽溫度加熱門開度%除氧器溫度除氧器水位mm除氧器壓力MPa振動最大值mm南側上下北側上下三日16:100.4121887762260-0.010.480.7917:240.6322462572300-0.010.541.2318:35

2、0.723055642110-0.010.531.119:220.7322615561650-0.010.500.7221:550.6922442621940-0.010.680.9722:250.6222835612110-0.010.71.2六日10:110.92332702210-0.010.020.0810:270.92335682160-0.010.090.2112:071.12205652350-0.010.10.2812:531.12145642340-0.010.140.3七日16:250.622383682100-0.010.761.1817:000.727050822080

3、-0.010.681.0418:360.727040771920-0.010.81.13七日8:000.624155542050-0.010.661.058:450.7424871842110-0.010.811.0918:400.824823922170-0.010.750.9620:100.9126460892030-0.010.891.1八日9:500.8827055772210-0.010.91.1710:300.927142741940-0.010.791.011:400.8227056682000-0.010.841.114:000.8527330822100-0.010.91.2

4、114:450.8427172632060-0.010.811.06二、 除氧器振動原因分析1、 除氧器本身的特性我廠采用的是東方鍋爐廠生產的第一臺無頭式除氧器，除氧采用加熱沸騰式，加熱蒸汽直接進入除氧器下部的水中。加熱蒸汽在水中由汽態凝結成液態，由于積極的驟然減少，對除氧器內部的水形成巨大擾動，水位的大幅變化。這樣在對除氧器內部的水進行加熱時，會形成除氧器內部水的巨列翻騰引起除氧器振動。2、 除氧器的設計有關1) 我廠除氧器的除氧方法啟動時采用高壓輔助蒸汽加熱除氧，正常運行負荷達120MW時由輔助蒸汽切換為本機四段抽汽。高壓輔助蒸汽經325管道進入除氧器內部再通過16根60×3的加

5、熱管進入除氧器下部，每一個加熱管道的頭部都帶有噴嘴。這樣可能存在噴嘴的總通流能力與主管道的通流量不匹配引起除氧器振動。(四段抽汽是通過423管道進入除氧器內部再通過48根89×4.5的加熱管進入除氧器下部)(沒有噴嘴的資料)2) 給水泵最小流量管道也是經噴嘴進入除氧器內部，也可能存在通流量不匹配。3）這次除氧器投入運行期間，輔助蒸汽加熱管道、電動給水泵最小流量管道的振動不大，振動的主要部位在除氧器本體。3、 除氧器的運行工況1) 溫度變化大引起。吹管期間除氧器水位變化大，在升溫升壓時，除氧器維持高水位20002200mm，吹管時除氧器水位下降快大量的冷水進入除氧器內部，除氧器溫度變化

6、快。在吹管前后除氧器北側人孔門溫度記錄變化最大10。2) 除氧器加熱不均勻單側受冷引起。因吹管期間只有電動給水泵長期運行，電動給水泵的吸入口在除氧器的北側，而電動給水泵的最小流量接口和汽動給水泵的最小流量接口全部在除氧器的北側。這樣會引起除氧器南北兩頭的溫度不均勻，在吹管運行期間記錄的除氧器南北兩側溫度差最大有11。南側溫度明顯高于北側溫度，而振動也是北側的振動大于南側的振動。3) 除氧器水位高引起。在吹管期間因用水量大除氧器水位高2200mm，這樣除氧器上部的空間減少，加熱蒸汽從水箱下部溢出的阻力大，引起除氧器振動。吹管期間記錄在水位1800mm以下的振動小于高水位的振動。4) 加熱蒸汽與水

7、溫差大。在吹管期間，進入除氧器的補充水溫度在12左右，而加熱用的輔助蒸汽溫度在230左右。5) 加熱器管道噴嘴堵。因高壓輔助蒸汽進入除氧器內部的加熱噴嘴很小，而這一部分的管道沒有清洗過，可能存在噴嘴堵，加熱蒸汽受阻引起振動。4、除氧器安裝問題。在對除氧器進行安裝中，沒有按照廠家設計要求，對除氧器內部的管道沒有焊接牢固，運行中造成管道的碰撞和振動。B小機軸瓦損壞一、事故經過十月十九日，16：02B小機5170r/min暖機準備進行超速試驗，廠用電突然全部中斷，B小機交流潤滑油泵失電停止，直流事故油泵聯動成功，就地立盤檢查B小機直流事故油泵出口壓力0.43MPa正常，但潤滑油壓力指示的零，檢查各軸

8、承回油中斷，16：06B小機停止，從記錄分析B小機#1、#2軸承溫度最高達458。后揭瓦檢查#1、#2軸瓦鎢金完全熔化，軸承也有不同程度的損壞。二、事故分析B小機進行沖轉試驗前，進行了B 小機潤滑油系統的聯鎖試驗，也進行了B小機的ETS保護試驗，但試驗時，試驗人員粗心大意，只檢查油泵聯啟正常，沒有檢查發現事故油泵聯動后軸承回油是否正常是這次事故的主要原因。直流事故油泵出口可調式逆止閥裝反，直流油泵雖然啟動但不打油造成潤滑油中斷軸瓦燒壞是這次事故的直接原因。三、防止措施在進行有關油系統的聯鎖保護試驗時，一定要進行設備的實際聯動試驗，不能只進行信號接點的模擬試驗，并且一定要就地檢查設備各軸承回油是

9、否正常，油泵出口壓力和潤滑油壓力是否正常，也要對照就地與DCS上指示是否對應 。低壓旁路管道振動大無法投入一、事故經過十月二十二日，鍋爐點火后準備投入旁路系統運行提高蒸汽參數，按照旁路系統的投入邏輯，低壓旁路壓力調整閥投入前，先開啟低旁減溫水調節閥(閥位大于4%)，低旁減溫水調整閥不在關位則聯鎖開啟低旁減溫水電動門。按程序試投入旁路時，發低壓旁路振動大，當低旁開度大于10%時，振動就明顯增大，后停止旁路系統，凝汽器降真空對低壓旁路系統的疏水進行改造后，振動減小。二、事故原因分析低壓旁路振動大的主要原因是旁路系統的疏水設計不合理，低旁后疏水經過10的節流孔板排入高壓側疏水擴容器，因低旁本身管道直

10、徑大，投入前疏水多，疏水管不暢，管道內積水多，引起振動。另外旁路系統的邏輯設計不符合實際要求，在低旁沒有投入前，先開減溫水，減溫水閥不嚴，大量的減溫水進入低旁壓力閥后管道，無法及時疏出，造成低旁管道不能很好的預暖。三、防止措施旁路系統投入時，一定要先進行充分的暖管，檢查疏水暢通。投入旁路時高低旁壓力調節閥的開啟速度要緩慢，防止引起熱沖擊。低壓旁路系統投入時，緩慢開啟壓力調節閥，再開啟減溫水調節閥。發電機密封油真空箱浮子閥損壞一、事故經過 十月二十一日晚21：30因A密封油泵振動大沒有投備用，發電機密封油管道振動引起密封油壓力波動聯起直流事故密封油泵，派人就地檢查，調整密封油壓力正常準備停止一臺

11、密封油泵運行，發現密封油真空油箱油位高聯停密封油真空泵運行，手動關閉真空油箱吸油門、潤滑油供密封油門無效油位仍然上升，檢查發現主密封油泵入口管有返油現象，停止主密封油泵并關閉主密封油泵入口門，關閉發電機密封油壓力開關試驗用排油門。聯系三公司對密封油真空油箱放油，后檢查發現真空油箱浮子閥損壞嚴重。二、事故分析發電機主密封油泵出口溢油閥不能正常動作，引起密封油壓力經常出現大幅變化造成備用油泵或直流事故密封油泵經常聯動，發電機密封油壓力開關試驗用排油門誤開是造成密封油箱滿油的直接原因，在發電機事故油泵運行時，發電機密封油經壓力開關試驗用排油門直接返回至真空油箱，雖然真空油箱浮子閥已關閉，但這一部分回

12、油是經過再循環管直接回至油箱，造成油箱油位一直上升。發電機主密封油泵出口溢油閥不能正常動作，引起密封油壓力經常出現大幅變化造成備用油泵或直流事故密封油泵經常聯動，密封油系統運行不穩是造成這次事故的間接原因。密封油溢油閥不能正常調節油壓，引起系統壓力波動，備用油泵、直流事故油泵經常聯動，給運行人員調整帶來困難。運行人員對密封油系統沒有完全熟悉，對事故的分析、判斷、處理不當也時這次事故的一個原因。只注重檢查密封油系統管道的閥門，沒有檢查儀表用閥門，造成事故處理不及時。發電機密封油真空油箱浮子閥本身質量存在問題。發電機密封油浮子是一空心鋼球中間經一穿心杠桿連接，在連接部位可能不嚴浮子內進油，失去調節

13、作用。三、防止措施發電機密封油壓力開關試驗用排油門掛“禁止操作”牌，在發電機密封油系統投入運行時，檢查這個閥門在關閉位置。密封油系統投入運行時，檢查系統閥門開關位置正確。軸封安全閥返水一、事故經過十月二十二日10：25，#1機軸封安全閥突然冒出大量水，二、事故分析#1機組疏放水系統管道設計不合理，是造成這次事故的主要原因。整個疏放水系統從13.7米到6.9米再到0米經一串聯的管道將所有的有壓放水和無壓放水全部接到一起，在有壓系統放水時，壓力水返回至無壓放水管道。三、防止措施對整個疏放水系統進行改造，將有壓放水和無壓放水分別排放。對無壓放水管道如安全閥冷凝放水加裝閥門，運行中定期開啟放水，防止壓

14、力管放水返回無壓管道。二十三日主機真空低原因分析一、事故經過十月二十三日，23：15汽輪機3000r/min空載穩定運行，A給水泵汽輪機進行帶負荷試驗，試驗轉速1750r/min升速過程中。凝汽器真空突然下降，從82.4 KPa下降至66.78KPa，高低壓旁路保護動作，高低旁路快關，1至4高壓調節汽門全開，中調門開啟，VV閥關閉。主機無法維持運行，打閘停機，23：36A給水泵汽輪機停止運行二、原因分析就地檢查左右側高排逆止門沒有完全開啟，只有一小部分。 就地檢查三臺真空泵運行正常，凝汽器水位變化幅度大DCS指示13501800mm，凝汽器放水至就地水位計1500mm發現水位仍然變化幅度大，水

15、位計有漏真空點。主機軸封壓力28KPa，輔助蒸汽壓力0.35Ma，檢查主機軸封系統運行正常，A給水泵汽輪軸封運行正常，A凝結水泵入口濾網進行清理工作。凝結泵密封水門關閉、 凝結泵吸入罐空氣門沒有關閉，造成凝汽器真空下降。三、防止措施今后凝結水泵有檢修工作，特別是與真空系統運行的關系的系統或閥門進行檢修工作時，一定要按規定執行有關的操作票、工作票防止誤操作。凝結水至除氧器管道振動原因分析一、 事情經過十月二十日23：42#1汽輪發電機組因低真空跳閘，發電機解列，鍋爐 MFT。23：10鍋爐點火準備恢復機組運行，23：17發現除氧器部位有劇烈的振動響聲，后確認振動部位是主凝結水至除氧器逆止門后管道

16、發生劇烈的連續間隔的振動，23：23停止電動給水泵、汽動給水泵、凝結水泵，管道振動間隔時間變長，振動逐漸消失，后檢查發現主凝結水至除氧器本體法蘭結合面因振動泄漏。2：30和4：40啟動除氧器上水泵準備對除氧器和振動部位的管道進行冷卻發現振動仍然很劇烈，停止冷卻。二、 原因分析振動發生在凝結水停止向除氧器上水、機組停止運行40分鐘后。當時機組停止后，由于除氧器水位調節閥投入自動，所以調節閥自動關閉，只有小部分漏量進入除氧器。機組停止后四臺低加同時隨機停止運行，凝結水溫度也同時下降由原來運行時的137下降至35，對凝結水管道進行了冷卻。當時振動發生在主凝結水至除氧器逆止門后部分管道，除氧器本體振動

17、很小、主凝結水至除氧器逆止門前管道振動也很小，振動時并沒有出現管道的劇烈晃動或除氧器本體的連動振動，只時表現為劇烈的、清脆的如放炮似響聲。由于停機后高壓輔助蒸汽至除氧器加熱門沒有關閉，除氧器內部的壓力、溫度逐漸上升，除氧器內部壓力后上升至0.51MPa。這樣除氧器內部的蒸汽漏入這一部分倒立的F型管道中，蒸汽在管道內急劇凝結，在管道內形成局部真空，真空越高，從除氧器內漏入的蒸汽越多，振動越據烈(當時的實際情況也時這樣)。三、 防止措施機組停止運行后，立即檢查關閉進入除氧器的所有加熱門，防止大量的蒸汽進入除氧器內部。將高壓輔助蒸汽至除氧器加熱電動門的邏輯修改為：除氧器壓力0.15MPa或機組負荷1

18、0%強制關閉輔助蒸汽至除氧器加熱電動門。機組停止后，投入汽動給水泵的前置泵運行，并開啟汽動給水泵前置泵再循環管，保證主凝結水到除氧器逆止門后管道一直有壓力，除氧器內的蒸汽也反不回這一部分的管道，阻止形成汽水交匯凝結的空間。另外也是對除氧器進行有效的、均勻的循環冷卻。將主凝結水至除氧器的逆止門往后移動至凝結水進入除氧器的垂直管段上，有效的減小可能形成汽水交匯凝結的空間。機組停止運行后，解除除氧器水位調節門自動，手動緩慢的調整除氧器水位調節門的開度，保證管道內有水流動，對管道進行緩慢的冷卻。并根據除氧器水位調節除氧器放水門的開度。機組正常運行時，關閉除氧器上水泵至除氧器上水門，防止除氧器誤上冷水。

19、 除氧器停止后，關閉#3高加正常疏水門、關閉連排至除氧器門、開啟除氧器排空門，有效的降低除氧器內部的壓力。1026機組真空低跳閘原因分析及防范措施一、故障經過10.26日，1機組負荷帶至300MM，進行洗硅及準備試投電除塵等調試工作，22：39分因真空低機組跳閘，檢查確認真空低原因為A真空泵分離水箱水位低。二、原因分析1、真空低的原因真空泵分離水箱設計為自動補水，補水電磁閥接受水位信號，水位低自動打開，水位合適后自動關閉。當時A真空泵自動補水補不上，運行人員手動打開補水電磁閥旁路門補水，未控制好補水量，造成水位過高，打開水箱放水門調節，因經驗不足，造成水箱水位過低，A泵不出力，且與大氣連接，造

20、成真空降低。10.27日白天三公司對A真空泵補水電磁閥濾網解體檢查發現濾網堵塞較為嚴重，這是當時A真空泵自動補水不正常的原因。2、機組真空低跳閘的原因（1）機側監盤人員未及時發現真空降低，是造成機組跳閘的主要原因。從真空開始下降至機組跳閘時間為9分鐘，如果監盤人員能及時發現，應該可以避免真空低至跳閘值。但因當時操作及調整頻繁，且未將報警畫面調出，所以未能及時發現真空下降。（2）運行帶班人員組織不得力，未安排專人負責翻看監視主要參數，值班員分工界面不清楚，責任不到位，是造成機組真空低跳閘的另一主要原因。（3）就地調整真空泵水位的人員為03年學員，經驗不足，造成水位過低，是真空低跳機的起因。三、防

21、范措施1、將左側大屏幕作為顯示ASD報警畫面專用，并安排專人負責監視，就地一名副值班員隨時進行巡檢，兩人隨時保持聯系，有報警信息出現，立即進行就地確認和處理。2、目前供運行人員操作的操作員站有四臺，調試期間對四臺操作員站的使用暫時規定如下：1站供鍋爐系統操作及監視使用；3站供汽機系統操作及監視用；2站機動；#4站供電氣操作及監視用。以上僅為原則性規定，緊急時可根據需要隨時調整。3、機組啟動及運行中，應明確一名機組長作為盤前總協調，協調機、爐、電之間的操作和事故處理。遇有點火、沖轉、并網等重要操作，值長應靠在盤前協調、監護。4、運行處各專工制定培訓措施和計劃，加大學員培訓力度，盡快使學員掌握各項

22、操作技能。5、各值長負責本措施的傳達與落實，運行處對落實情況進行檢查、考核、糾正。 #6軸承振動大原因分析一、事故經過#1機組10月23日11：05第一次沖轉3000r/min定速后#6瓦振0.026mm，#7軸振0.061mm，10月23日17：10第二次沖轉3000r/min定速后#6瓦振0.0439(MAX0.0792)mm，#7軸振0.0515mm，10月25日23：40第五次沖轉3000r/min定速后#6瓦振0.044mm，#7軸振0.056mm，10月26日00：22機組第一次并網后#6瓦振0.0626mm，#7軸振0.0566mm，10月26日9：00機組超速試驗前#6瓦振0.

23、0652mm，#7軸振0.0545mm，10月29日機組3000r/min定速后#6瓦振0.061mm，#7軸振0.054mm，并網后230MW負荷#6瓦振0.0747mm，#7軸振0.0638mm，10月30日310MW負荷#6瓦振0.075mm，#7軸振0.0643mm。上述記錄表明機組從第一次沖轉到現在#6瓦振、#7軸振，分別增大0.010.02mm。二、原因分析機組從第一次沖轉冷態到現在的帶負荷50%，整個汽缸溫度水平已提高很多，汽缸膨脹由冷態的4.1mmm/3.8mm到現在的32mm/30.2mm。造成振動大的原因可能有1、 #6瓦及低壓轉子與發電機對輪聯軸器冷卻效果差，鼓風摩擦損失

24、大局部溫度高，膨脹受阻或軸承座膨脹中心抬高引起軸承振動大。就地實測#6瓦及低壓轉子與發電機對輪聯軸器外部溫度最高部位81，平均部位在64左右，遠遠大于其它軸承的溫度。2、 低壓軸封供汽溫度不穩。現低壓軸封供汽減溫水不能投自動，減溫水壓力高，減溫水調整門內漏量大，溫度控制相對困難，溫度變化大從100290。軸封供汽溫度高、 引起低壓缸軸承座膨脹大中心抬高或引起軸承座與轉子中心不一致造成振動大。3、 低壓缸膨脹受阻或膨脹不均勻引起振動大。機組帶負荷發電機轉子力矩增大引起振動大。三、防止措施1、 利用機組停止消缺時，檢查聯軸器冷卻油噴咀的冷卻油流量是否達至要求，或增加冷卻油量，降低軸承溫度。2、 調

25、整低壓軸封供汽溫度穩定在180200，防止低壓軸封溫度變化大引起軸承認中心變化造成振動大。3、 檢查低壓缸是否有膨脹不均勻或受阻現象。A給水泵汽輪機轉速擺動大原因一、事故經過十月三十日開啟A給水泵汽輪機高壓主汽電動門準備進行高壓汽源管道暖管，主汽電動門稍開后，發現A小機低壓進汽壓力由0.76MPa上升至1.48MPa。立即關閉主汽電動門停止投入。十月三十一日03：50 A小機掛閘沖轉。復位后，高壓主汽門就地晃動大，轉速迅速上升至1200rpm，手動打閘。關閉A小機高壓電動門，高壓主汽門前消壓后，A小機復位，轉速為零；跳閘A小機，開啟高壓電動門，A小機轉速突升至257rpm，立即關閉高壓汽源電動

26、門，小機轉速降至零。03：58 A小機掛閘沖轉，一開高壓汽門，轉速升至1100rpm，立即打閘。手動搖緊A小機高壓汽門。二、事故分析給水泵汽輪機高壓、低壓進汽采用新汽內切換方式，高壓調節閥和低壓調節閥公用一個油動機。 MEH設計上時當給水泵汽輪機的調節閥開度大于75%時低壓調節閥全開，再逐漸開啟高壓調節閥。低壓汽源從汽缸的上半通過五個噴咀進入，高壓汽源從汽缸的下半通過二個噴咀進入，高壓進汽和低壓進汽是相互獨立的。這樣開啟高壓汽源時不會引起低壓進汽壓力的變化。經東汽廠技術人員檢查為高壓高汽調節閥的彈簧沒有加預緊力，主汽門一開，高壓汽就直接進入汽缸內造成A給水泵汽輪機轉速擺動大。三、采取的措施按照

27、廠家要求將A給水泵汽輪機的高壓進汽調節閥增加預緊力。今后機組投入時要注意檢查，照比較其它的設備。密封油真空油箱油位低一、事故經過十月三十日，發電機密封油真空油箱油位低報警，聯啟直流事故油泵，停止真空泵后油位上升。二、原因分析發電機密封油真空油箱更換浮子閥后油位一直低，原因為更換的新浮子與原浮子不一樣，新浮子的結構調節油位低。從原理上分析真空油箱內真空越高越有利于油進入真空箱內油位上升，但是現在時真空高油位下降。引起這種情況的原因可能為浮子太輕或浮子太大，浮子在油箱內的浮力大，油箱內有真空時，將浮子首先浮起來關閉油箱進油門，造成油箱油位下降。三、采取的措施在保證密封油箱油位不下降時，將真空油箱內

28、的真空調整至最高6065KPa，以保證真空油箱內部分真空，防止發電機氫氣純度的下降太大。循環水泵軸承盤根甩水一、造成循環水泵盤根損壞的原因11.10循環水泵軸承盤根填料損壞甩水的原因是機組停止運行后,循環水出口溫度低將冷卻塔入口旁路電動門打開，循環水壓力低，造成運行中的循環水泵冷卻水壓力太低只有0.06MPa盤根摩損引起。二、防止措施：單臺循環水泵運行時，應投入啟動冷卻水泵運行，其一可防止運行中的循環水泵冷卻水量低，電機繞組溫度高或軸承溫度高。其二，如在冬季因循環水溫度低開啟冷卻塔旁路門，這樣循環一臺循環水泵運行時，凝汽器循環水進水壓力0.06MPa，出口壓力0.02循環水泵出口壓力0.06

29、MPa，如啟動冷卻水泵不運行，則循環水泵電機及軸承冷卻水壓力太低，可能造成循環水泵軸承填料盤根損壞或溫度高。為防止循環水泵軸承填料盤根損壞，則啟動冷卻水泵投入運行，并將啟動冷卻水泵至循環水系統注水門關至1/2，保證循環水泵軸承及電機冷卻水壓力在0.20.3 MPa。熱工電源失去一、經過及原因分析11.7日16：07運行中的#1機突然發現機側真空系統、油系統部分DCS上測點、泵、風機、電動門、氣動門、等指示變紅，并且無法操作。原因為三公司人員在汽機電子間工作，誤將汽機#12柜開關電源碰掉，造成汽機側在#12柜上的設備失電。二、防止措施運行人員必須明白汽機側電子間每個柜上所帶設備并且要明白，氣動閥

30、電磁閥在失電失氣時的狀態，在熱工電源失去時，應立即檢查本柜內設備的狀態是否正確。失去電源的氣動門關閉或打開，必須就地確認閥門的狀態。在機組熱工部分電源失去時，監盤人員要盡可能的穩定負荷和穩定燃燒維持事故前的方式，減少參數的變化。凝結水管道振動原因一、經過及原因分析 主凝結水管道在從軸加出口至#7、8低加之間的管道和#5低加出口至除氧器之間的管道出現大幅的晃動，對機組安全運行有很大的威協。凝結水在經過除氧器水位調節閥后，由其閥前壓力3.6MPa降至1.4MPa，出現能量的大幅損失必然引起管道晃動，另外機組正常運行時，#5低加出口凝結水壓力在1.1 MPa左右，而這時機組滿負荷運行時除氧器的壓力是

31、0.9 MPa，凝結水從#5低加出口至除氧器經過沿程阻力損失和克服高位差則進入除氧器時就幾乎沒有多少壓頭，造成#5低加出口凝結水蹩壓，凝結水不能順暢的進入除氧器，引起管道晃動。二、防止措施 在機組啟動時，因為凝結水大部分是經再循環進入凝汽器，除氧器水位調節門在關閉狀態，而在正常運行時，除氧器是滑壓運行，隨著機組負荷的增加除氧器的壓力也增加，凝結水與除氧器內壓力差也越小。因此在運行時，注意檢查低加出入口門在全開位置沒有節流現象，檢查凝結水再循環門是否全關，除氧器水位副調節閥全開，用主調節閥調整凝結水流量，不要將主副調節閥全在節流位置，盡可能提高凝結水進入除氧器的壓力。因為主凝結水管道的直徑是42

32、6而除氧器水位調節閥的口徑為217，這樣凝結水在經過除氧器水位調節閥時因為節流而大部分能量就要消耗，引起管道的晃動，因此建議更換閥門將其口徑變大。也可以采用增加固定支持的方法進行處理。給水溶解氧不合格一、原因及分析 造成給水溶解氧大的主要原因是除氧器除氧效果不好、除氧器排氧門開度小分解出來的氧不能及時排出、除氧器負荷大除氧器內的水沒有加熱至對應壓力的飽和溫度、進入除氧器的凝結水含氧量大、機組運行中補水方式不合理補水進入除氧器除氧器。二、調整措施 經過一段時間對除氧器啟動排汽和運行排汽的調整，在保證機組運行時給水溶解氧和凝結水溶解氧合格的前提下，盡量減小排氧門的排汽損失。將除氧器的啟動排汽每個門

33、開至小于1/4圈，并要保證排汽不帶水，在凝結水溶解氧合格時將除氧器運行排汽回收至凝汽器，并調整其閥門開度在3/41圈之間。以達到給水和凝結水的溶解氧都合格。發電機定子冷卻水箱內氫濃度大一、原因及分析 發電機10月25日進行氫氣置換后，發電機在線漏氫檢查儀檢查發電機定子冷卻水箱內氫氣濃度為零，后檢查發現定子冷卻水箱內氫氣濃度在逐漸增大，從11月7 日的0.14%增長到0.24%，就地實測其內氫氣濃度也在增加。引起發電機定子冷卻水中含氫的主要原因是發電機內定子線圈冷卻管接頭滲漏或氫氣通過冷卻水絕緣管滲透至冷卻水中。二、防止措施1、運行中監盤人員注意加強對發電機定子冷卻水箱內氫純度的監視，觀察其變化

34、速度，并做好記錄。2、運行中將漏氫檢查儀放空截止閥稍開或每四12小時定期開啟排放一次。3、機組運行或停止時都要保證發電機定子冷卻水入口溫度在4045，冷卻水的導電度0.51.5us/cm，冷卻水的PH78。4、機組運行或停止時調整發電機定子冷卻水進水溫度高于冷氫溫度至少25，以避免在事故狀態下機內氫氣濕度嚴重超標時，水蒸汽在具有高電壓的定子繞組及定子冷卻水流過的部件上結露。5、機組運行或停止時都要保證定子水壓力，氫氣冷卻器冷卻水壓力都應低于氫氣壓力至少0.04MPa，防止發生泄漏時，發電機進水，絕緣受潮或事故的發生。6、機組運行或停止發電機氫氣冷卻器投入時應全開氫氣冷卻器進水閥，僅用出口閥調整

35、氫氣溫度，保證氫氣冷卻器內充滿水，防止超壓，并保證每個冷卻器的冷卻水量均衡且不能太大。7、運行中每四小時定期就地測量一次定子冷卻水箱內含氫量。8、當定子冷卻水箱內氫氣含量出現突然增大時，應立即就地測量水箱內部含氫量，并檢查發電機內氫氣壓力大于冷卻水壓力。當確認發電機定子線圈確實已泄漏嚴重時，應降低機組出力并匯報公司領導決定停機處理。9、當確認發電機定子線圈漏氫需停機處理時，要先停止定子冷卻水系統后降氫壓處理，防止水壓大于氫壓冷卻水進入發電機內。汽輪機解列原因分析一、事故經過。11月11日20點15分#1機采用中壓缸啟動方式進行沖轉，20點34分發電機并網，20點50分進行切缸。在切缸前主汽壓力8.87MPa，高旁流量317t/h，高旁閥開度100%并投自動，低旁開度83.8%和80.1%再熱汽壓力1.1 MPa，機組負